RICERCA ITALIANA     

Programma di ricerca

Integrazione di fonti rinnovabili e sistemi di accumulo per generazione distribuita di energia elettrica

Università di riferimento

Università degli Studi di CASSINO - AUTOMAZIONE, ELETTROMAGNETISMO, INGEGNERIA DELL'INFORMAZIONE E MATEMATICA INDUSTRIALE - CASSINO(FR)

Responsabile dell'Unità di ricerca

Giuseppe TOMASSO

Descrizione

Il programma di ricerca dell'unità di Cassino sarà incentrato principalmente sullo sviluppo hardware e software di un unità modulare per la gestione ed il controllo dei flussi energetici di un sistema di accumulo combinato costituito da celle a combustibile, supercondensatori e batterie elettrochimiche integrato in un sistema di generazione di energia elettrica. Inoltre, si provvederà alla progettazione e alla realizzazione del gruppo di convertitori statici per la gestione dei sistemi di accumulo.
Lo schema di riferimento è quello riportato in figura 2.



Fig. 2 - Schema del sistema integrato proposto

Tutti i sottosistemi costituenti il gruppo integrato di generazione-accumulo di energia convergono su un bus di potenza in continua (dc bus). In particolare, si possono identificare i seguenti sottosistemi collegati al bus di potenza:

-stazione di generazione;
-stazione di stoccaggio dell'idrogeno;
-celle a combustibile;
-batterie elettrochimiche;
-supercondensatori;
-utenze;
-rete di distribuzione principale.

Ogni sottosistema è collegato al bus in continua attraverso un convertitore statico di potenza controllabile. In particolare, eccetto il convertitore dc/ac sulle utenze, il convertitore sul reformer e quello sul gruppo di generazione, tutti gli altri convertitori devono essere di tipo bi-direzionale. Al fine di chiarire meglio il problema e la complessità della gestione globale del sistema integrato presentato di cui si occuperà l'Unità di Cassino, si esamineranno di seguito in dettaglio i sottosistemi dell'impianto.



Stazione di generazione
La stazione di generazione è di tipo eolico-solare. Il problema del dimensionamento, della progettazione e della conversione dell'energia di tale sottostazione riguarderà principalmente le unità di Napoli, Padova e Milano. Importante è sottolineare la peculiarità di tale sistema di generazione, che comporta la presenza sul bus dc di livelli variabili di tensione in funzione delle condizioni atmosferiche (solare). Un coordinamento con l'Unità di Milano permetterà l'integrazione del gruppo di conversione statica della stazione di generazione con la parte restante dell'impianto.

Stazione di stoccaggio dell'idrogeno e celle a combustibile
Un elettrolizzatore permette di sfruttare l'energia elettrica prodotta in eccesso per lo stoccaggio dell'idrogeno da utilizzare per le celle a combustibile. Il dimensionamento di tale sottosistema è affidato all'unità di Napoli. Il livello di tensione in uscita dal convertitore che interfaccia l'elettrolizzatore al bus dc costituisce un vincolo di controllo, in quanto l'elettrolizzatore può funzionare con valori di tensione continua compresi in un determinato intervallo. Importante sarà la gestione dei flussi di energia uscenti dalle celle a combustibile, che dovrà essere coordinato con tutti gli altri sistemi di accumulo. L'unità di Cassino realizzerà il gruppo di conversione statica e il suo controllo in stretto coordinamento con l'Unità di Napoli, che si occuperà, invece, del dimensionamento del sottosistema.

Batterie elettrochimiche e supercondensatori
Come accennato in precedenza, il sottosistema costituito dalle batterie dovrà garantire l'erogazione di energia per periodi brevi, in modo da sopperire a particolari richieste di carico che si discostino dal valore medio dell'energia erogata dal sistema di generazione eolico-solare. Inoltre, i supercondensatori dovranno intervenire in periodi molto brevi per erogare la potenza richiesta per l'avviamento di carichi particolari da parte delle utenze. L'unità di Cassino si occuperà del dimensionamento di questo sottosistema e della sua integrazione nel sistema complessivo attraverso il gruppo di conversione statica.

Utenze
Le utenze saranno interconnesse al bus dc attraverso un convertitore ac/dc. E' importante sottolineare che, data la peculiarità del gruppo di generazione, la tensione sul bus dc potrebbe variare in funzione delle condizioni atmosferiche. Al fine di svincolare il livello di tensione in continua delle sbarre dc dalla tensione sulle utenze, il convertitore dc/ac dovrà essere fornito di uno stadio di conversione controllato intermedio. L'Unità di Cassino si occuperà della progettazione, implementazione e controllo di tale convertitore, e della sua integrazione nell'intero sistema.

Rete di distribuzione principale
Il collegamento del bus dc con la rete di distribuzione principale avviene tranire un gruppo di conversione dc/ac, controllato per le stesse motivazioni evidenziate nel punto precendente. Nel caso di sistemi elettrici isolati, questo sottosistema non è presente nell'impianto. Qualora ci fosse, il flusso di energia gestito dal convertitore di interfacciamento dovrà essere bi-direzionale, al fine di garantire anche recuperi in rete e far divenire il sistema proposto un vero e proprio nodo di generazione. L'Unità di Cassino si occuperà del dimensionamento, della realizzazione e del controllo di questo convertitore, al fine di garantire la perfetta integrabilità del sistema proposto con la rete principale di distribuzione.

Oltre alla soluzione indicata in figura 2, verrà presa in esame una configurazione diversa del sistema integrato basata su un bus dc a 3 sbarre. Il layout è mostrato in figura 3.



Fig. 3 - Sistema integrato di generazione e accumulo di energia con bus dc a 3 sbarre

Il convertitore dell'elettrolizzatore e quello che gestisce i flussi di energia provenienti dal sistema fotovoltaico sono collegati sulle sbarre (1) e (2). In questo modo, quando la luminosità non permette di ottenere livelli di tensione accettabili, il flusso di energia proveniente dai pannelli fotovoltaici è incanalato direttamente sull'elettrolizzatore, mentre la parte restante dell'impianto (generatore eolico e sistemi di accumulo) lavora sulle sbarre (1) e (3) che rimangono isolate dalla (2). Quando la luminosità garantisce, invece, livelli di tensione maggiori, tali da permettere ai convertitori dell'impianto di lavorare in condizioni ottimali, un convertitore dc/dc di "interconnessione" gestisce il passaggio di energia fra le sbarre (2) e (3) in modo che i pannelli fotovoltaici possano alimentare l'elettrolizzatore, in base al livello di H2 immagazzinato, ma anche far confluire parte dell'energia prodotta sulle utenze. Con questo layout si ottiene una maggiore ottimizzazione dell'impianto e un miglior sfruttamento dell'energia prodotta dal sistema di generazione fotovoltaico.

In entrambe le soluzioni proposte, per ottimizzare al meglio i flussi di potenza al fine di garantire una migliore qualità del servizio, tutti i convertitori dovranno prevedere sensori di tensione e corrente nello stadio di ingresso e di uscita ed una piccola unità di controllo a bordo. Inoltre, un bus di comunicazione dovrà permettere di trasferire tutte le informazioni relative ad ogni singolo convertitore e, quindi, sottostazione, all'unità principale di controllo, la quale, sulla base delle richieste di carico da parte delle utenze e dei livelli di energia prodotta nella stazione di generazione, dovrà provvedere ad inviare gli opportuni segnali di controllo ai convertitori del gruppo di accumulo per garantire il flusso di energia richiesto dal carico. Il bus di comunicazione, pertanto, dovrà essere bi-direzionale e dovrà avere una struttura tale da permettere il trasferimento di grossi quantitativi di informazioni nel minor tempo possibile. La presenza di numerosi convertitori statici rende quasi impraticabile l'utilizzo di sistemi di scambio dati attraverso onde convogliate direttamente sulla linea elettrica. Una possibile soluzione è, invece, quella di realizzare un bus di campo in fibre ottiche, che garantisca elevati flussi di informazioni ed un'ottima immunità ai disturbi. Tale bus dovrà garantire anche la possibilità di espansione della rete dati ed, eventualmente, di poter convogliare anche informazioni di altra natura (internet, videocitofoni, video-sorveglianza, ecc…), in modo da poter costituire una vera e propria rete locale di scambio dati. Un'importanza rilevante avrà la progettazione, implementazione e programmazione dell'unità di controllo centrale. L'Unità di Cassino realizzerà, a tal proposito, un sistema digitale basato su architetture a microprocessore a struttura modulare, in cui saranno istallate schede di interfaccia con tutti i convertitori statici dell'impianto che conterranno le unità di modulazione con cui controllare i flussi di energia. Tale sistema dovrà inviare anche i riferimenti per il controllo del gruppo di conversione del sistema di generazione, della cui realizzazione si occuperà l'Unità di Milano.

Articolazione del progetto
Il progetto, della durata di due anni, sarà sviluppato in tre fasi. In particolare, durante la prima fase, della durata di 8 mesi, si procederà alla caratterizzazione dei carichi, con particolare riguardo alle loro esigenze di continuità. In tale fase verrà analizzata anche l'opportunità di eliminare il banco di batterie elettrochimiche, dimensionando i supercondensatori anche per l'erogazione di energia per periodi brevi. Nell'ambito della stessa fase, sarà realizzato il sistema di conversione statica dell'energia elettrica che permette di gestire in maniera ottimizzata le ricariche e scariche dei supercondensatori e delle batterie, tenendo conto delle peculiarità di tali elementi.

Nella seconda fase, della durata di 8 mesi, verranno realizzati i prototipi in scala di tutti i convertitori statici collegati al bus dc del sistema integrato (eccetto quelli del gruppo di generazione che verranno realizzati dall'Unità di Milano), compresi quello verso le utenze e quello verso la rete elettrica. In questa fase, sarà di fondamentale importanza il coordinamento con le altre unità di ricerca, soprattutto con quella di Napoli, che si occuperà del dimensionamento dell'intero sistema. Una volta realizzati i convertitori, verranno rilevate le prestazioni dell'impianto nelle due configurazioni proposte (bus dc a due e a tre sbarre). In particolare, i rendimenti dei convertitori saranno valutati sulla base dei livelli di tensione presenti sul bus dc, e confrontati con i dati riguardanti i livelli di generazione medi dei sistemi fotovoltaici forniti dall'Unità di Napoli. Alla fine di questa fase sarà possibile definire in quali condizioni ambientali e per quale tipologie e potenze di istallazione è preferibile adottare la soluzione del bus dc a due sbarre e quella a tre sbarre.

Nella terza ed ultima fase, sempre della durata di 8 mesi, verrà assemblato un sistema a DSP per l'implementazione dell'unità di controllo principale del sistema di generazione e accumulo energetico. Tale unità sarà provvista di un pannello di I/O analogico e digitale che servirà per interfacciare l'unità al resto del sistema. Parallelamente, sarà sviluppato anche il sistema di comunicazione a fibre ottiche, e saranno provati diversi protocolli di rete. In ogni convertitore sarà assemblata una scheda di interfaccia opto-elettronica che permetterà le operazioni di controllo e diagnostica di ogni singola unità del sistema. Inoltre verrà realizzato un software di controllo che, sulla base del valore di potenza richiesta, del livello di carica delle singole unità di accumulo e dell'energia prodotta dall'unità di generazione, provvederà alla generazione degli opportuni segnali di modulazione dei vari convertitori collegati al bus in continua. La funzionalità di tale programma sarà verificata attraverso un simulatore virtuale, in cui sarà possibile impostare diversi diagrammi di carico per le utenze, diverse curve di energia fornite dal sistema di generazione e diverse condizioni operative dell'elettrolizzatore e del banco di celle a combustibile. Pertanto, i test di validazione del software saranno preliminarmente effettuati su un banco prova ibrido, costituito dal reale sistema di accumulo a batterie e supercondensatori, e da una sezione "virtuale" in cui sarà modellizzata la restante parte dell'impianto. A conclusione della terza fase, grazie al coordinamento con le altre unità di ricerca, sarà assemblato l'intero sistema in scala, ed effettuate le verifiche e i rilievi finali.